RU2694770C1 - Method for processing bottom sediments in a reservoir - Google Patents
Method for processing bottom sediments in a reservoir Download PDFInfo
- Publication number
- RU2694770C1 RU2694770C1 RU2018135816A RU2018135816A RU2694770C1 RU 2694770 C1 RU2694770 C1 RU 2694770C1 RU 2018135816 A RU2018135816 A RU 2018135816A RU 2018135816 A RU2018135816 A RU 2018135816A RU 2694770 C1 RU2694770 C1 RU 2694770C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- solvent
- bottom sediments
- mixture
- oil
- reservoir
- Prior art date
Links
- 239000013049 sediment Substances 0.000 title claims abstract description 52
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 26
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims abstract description 59
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 37
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 36
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 29
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 28
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims abstract description 24
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 21
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 claims abstract description 10
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 7
- 150000004945 aromatic hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 4
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 claims abstract description 4
- 238000009835 boiling Methods 0.000 claims abstract description 4
- 239000006227 byproduct Substances 0.000 claims abstract description 4
- 238000001833 catalytic reforming Methods 0.000 claims abstract description 4
- 239000003502 gasoline Substances 0.000 claims abstract description 4
- 239000004434 industrial solvent Substances 0.000 claims abstract description 3
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims description 4
- 239000005662 Paraffin oil Substances 0.000 claims description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 14
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 6
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 abstract description 6
- 238000004821 distillation Methods 0.000 abstract description 3
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract description 3
- 238000003756 stirring Methods 0.000 abstract description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 239000002994 raw material Substances 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 18
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 11
- 239000000047 product Substances 0.000 description 5
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 3
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 3
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 3
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 3
- 239000002826 coolant Substances 0.000 description 2
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 description 2
- 102200118166 rs16951438 Human genes 0.000 description 2
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- 238000009210 therapy by ultrasound Methods 0.000 description 2
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 2
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 239000012141 concentrate Substances 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 230000000994 depressogenic effect Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 1
- 239000002270 dispersing agent Substances 0.000 description 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 210000002445 nipple Anatomy 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 1
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 1
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B08—CLEANING
- B08B—CLEANING IN GENERAL; PREVENTION OF FOULING IN GENERAL
- B08B3/00—Cleaning by methods involving the use or presence of liquid or steam
- B08B3/04—Cleaning involving contact with liquid
- B08B3/08—Cleaning involving contact with liquid the liquid having chemical or dissolving effect
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B08—CLEANING
- B08B—CLEANING IN GENERAL; PREVENTION OF FOULING IN GENERAL
- B08B9/00—Cleaning hollow articles by methods or apparatus specially adapted thereto
- B08B9/08—Cleaning containers, e.g. tanks
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Description
Предложение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам извлечения нефти из донных осадков, накапливающихся в резервуарах установок подготовки нефти и товарных парков.The proposal relates to the oil industry, in particular to methods for extracting oil from bottom sediments accumulated in tanks of oil treatment plants and product parks.
Известен способ очистки резервуаров от донных осадков (патент RU №2442632, МПК B01D 17/00, опубл. 20.02.2012), включающий подачу нефти в придонную часть резервуара, отвод образующейся при этом смеси из нижней части резервуара с последующим нагревом ее в теплообменнике и многократной циркуляцией по схеме «резервуар-теплообменник-распределитель потока». Дополнительно смесь могут подвергать ультразвуковой обработке и вводить в нее диспергатор парафинов или депрессорную присадку.A known method of cleaning tanks from bottom sediments (patent RU No. 2442632, IPC B01D 17/00, publ. 02/20/2012), including the supply of oil to the bottom of the tank, removal of the resulting mixture from the bottom of the tank, followed by heating it in a heat exchanger and multiple circulation according to the “tank-heat exchanger-flow distributor” scheme. Additionally, the mixture can be subjected to ultrasonic treatment and enter into it a paraffin dispersant or a depressant additive.
Недостатками данного способа являются низкая эффективность извлечения углеводородов, содержащихся в донных осадках, необходимость дополнительного нагрева и ультразвуковой обработки, высокое содержание мехпримесей и воды в жидкой углеводородной фазе.The disadvantages of this method are the low efficiency of extraction of hydrocarbons contained in the bottom sediments, the need for additional heating and ultrasonic treatment, a high content of solids and water in the liquid hydrocarbon phase.
Известен способ обработки донных осадков в резервуаре, включающий подачу растворителя в резервуар, перемешивание осадков с растворителем, отстаивание смеси осадков с растворителем в течение 8-10 ч и откачку жидкой углеводородной фазы. При этом подогревают оставшийся осадок непосредственным контактом с теплоносителем. В качестве теплоносителя используют нефтяной растворитель, например, нефть, керосин, дизельное топливо (заявка RU №96107765, МПК В08В 9/08, опубл. 27.06.1998).There is a method of treating bottom sediments in the tank, which includes supplying the solvent to the tank, mixing the precipitates with the solvent, settling the precipitate mixture with the solvent for 8-10 hours and pumping out the liquid hydrocarbon phase. In this case, the remaining residue is heated by direct contact with the coolant. As a coolant, an oil solvent is used, for example, oil, kerosene, diesel fuel (application RU No. 96107765, IPC В08В 9/08, publ. 27.06.1998).
Недостатками данной технологии являются:The disadvantages of this technology are:
- низкая эффективность обработки донных осадков в резервуаре, так как остается высокое содержание механических примесей и воды в жидкой углеводородной фазе;- low processing efficiency of bottom sediments in the tank, as there remains a high content of mechanical impurities and water in the liquid hydrocarbon phase;
- необходимость установки дополнительного оборудования для нагрева растворителя;- the need to install additional equipment for heating the solvent;
- увеличение энергозатрат;- increase energy consumption;
- высокие экономические расходы на реализацию технологии.- high economic costs of technology implementation.
Известен способ обработки донных осадков, включающий подачу растворителя, перемешивание осадков с растворителем, отстаивание смеси осадков с растворителем и откачку жидкой углеводородной фазы (патент RU №2165445, МПК C10G 1/04, опубл. 20.04.2001 в бюл. №11). В качестве растворителя используют смесь фракций перегонки нефти с температурой кипения 50-220°С, которую вводят в шлам до достижения постоянной плотности шламового раствора. Шламовый раствор обрабатывают водным раствором флокулянта в соотношении 10:1 с последующим отстаиванием.A known method of treating bottom sediments includes the supply of a solvent, mixing the precipitates with a solvent, settling the precipitate mixture with a solvent and pumping the liquid hydrocarbon phase (RU Patent No. 2654545, IPC C10G 1/04, publ. 04/20/2001 in bulletin No. 11). As a solvent, a mixture of distillation fractions of oil with a boiling point of 50-220 ° C is used, which is introduced into the slurry to achieve a constant density of the slurry solution. The slurry solution is treated with an aqueous solution of flocculant in a ratio of 10: 1, followed by settling.
Недостатками данного способа являются:The disadvantages of this method are:
- сложность способа обработки донных осадков, требующего сооружения дополнительных емкостей, трубопроводов, смены ввода для растворителя;- the complexity of the method of processing bottom sediments, requiring the construction of additional tanks, pipelines, change the input for the solvent;
- необходимость постоянного контроля плотности смеси растворителя и донного осадка;- the need for continuous monitoring of the density of the mixture of solvent and bottom sediment;
- высокий расход растворителя;- high solvent consumption;
- высокие экономические затраты на реализацию способа.- high economic costs for the implementation of the method.
Наиболее близким аналогом является способ обработки донных осадков, включающий подачу растворителя и отстаивание смеси осадков с растворителем (патент US №4017377, МПК C10G 1/04, опубл. 12.04.1977).The closest analogue is the method of treating bottom sediments, including the supply of a solvent and the sedimentation of a mixture of precipitates with a solvent (US Patent No. 4017377, IPC C10G 1/04, publ. 12.04.1977).
Недостатком данного способа является недостаточно высокая степень извлечения нефти из донных осадков в резервуаре.The disadvantage of this method is not a high degree of extraction of oil from bottom sediments in the tank.
Техническими задачами предлагаемого изобретения являются: извлечение дополнительного объема нефти из донных осадков за счет повышения эффективности обработки донных осадков в резервуаре, снижение потерь ценного углеводородного сырья, получение жидкой углеводородной фазы с низким содержанием механических примесей и воды, повышение производительности работы резервуара, расширение технологических возможностей способа за счет использования в качестве растворителя продукта собственного производства, снижение затрат на очистку резервуаров и утилизацию донных осадков.The technical objectives of the present invention are: extracting additional oil from bottom sediments by increasing the processing efficiency of bottom sediments in the tank, reducing the loss of valuable hydrocarbons, obtaining a liquid hydrocarbon phase with low content of mechanical impurities and water, improving the performance of the tank, expanding the technological capabilities of the method due to use as a solvent product of its own production, reducing the cost of cleaning the reservoir sediments and utilization of bottom sediments.
Поставленные задачи решаются способом обработки донных осадков в резервуаре, включающим подачу растворителя в резервуар, перемешивание осадков с растворителем, отстаивание смеси осадков с растворителем и откачку жидкой углеводородной фазы.The tasks are solved by the method of treating bottom sediments in the tank, which includes supplying the solvent to the tank, mixing the sediments with the solvent, settling the precipitate mixture with the solvent and pumping out the liquid hydrocarbon phase.
Новым является то, что перед закачкой растворителя определяют объем донных осадков, подачу растворителя осуществляют одновременно с перемешиванием донных осадков, в качестве растворителя используют растворитель парафинов нефтяной, представляющий собой бензиновую фракцию с температурой начала кипения не ниже 28°С и температурой 90% отгона не выше 240°С, или растворитель промышленный, являющийся побочным продуктом процесса каталитического риформинга, представляющий собой смесь ароматических, нафтеновых и парафиновых углеводородов, с содержанием ароматических углеводородов не менее 8% (по массе), растворитель подают в количестве 25-30% от объема донных осадков, перемешивание смеси донных осадков и растворителя в резервуаре осуществляют в течение 7-10 суток, отстаивание смеси в резервуаре осуществляют в течение 7-10 суток, полученную жидкую углеводородную фазу откачивают на установку подготовки нефти.New is the fact that before the injection of solvent, the amount of bottom sediments is determined, the solvent is fed simultaneously with the mixing of bottom sediments, the solvent used is paraffin oil solvent, which is a gasoline fraction with an initial boiling point not lower than 28 ° C and a temperature of 90% distillate not higher 240 ° C, or industrial solvent, which is a byproduct of the catalytic reforming process, which is a mixture of aromatic, naphthenic and paraffinic hydrocarbons, with с Keeping aromatic hydrocarbons at least 8% (by weight), the solvent is fed in the amount of 25-30% of the volume of bottom sediments, mixing of the mixture of bottom sediments and solvent in the tank is carried out for 7-10 days, settling of the mixture in the tank is carried out for 7- 10 days, the resulting liquid hydrocarbon phase is pumped to the oil treatment installation.
На фигуре представлена схема резервуара с указанием технологических потоков для обработки донных осадков.The figure shows a tank diagram with an indication of the process flow for the treatment of bottom sediments.
Схема содержит резервуар 1, штуцер подачи растворителя 2, перемешивающее устройство 3, насос откачки 4, замерный люк 5, блок предварительного обезвоживания 6.The scheme contains a tank 1, a
Сущность способа заключается в следующем.The essence of the method is as follows.
Выполняют откачку нефти из резервуара 1 через насос откачки 4 до минимального уровня, при котором возможна работа перемешивающего устройства 3. В качестве перемешивающего устройства применяют устройство для размыва донных отложений типа «Тайфун». По тарировочной таблице резервуара определяют объем донных осадков. Включают перемешивающее устройство 3 и одновременно через штуцер подачи растворителя подают растворитель I в количестве 25-30% от объема донных осадков. В качестве растворителя используют продукт собственного производства: растворитель парафинов нефтяной (РПН), представляющий собой бензиновую фракцию с высоким содержанием нормальных и изомерных парафиновых углеводородов, что определяет высокую растворяющую способность РПН по отношению к парафинам и его способность извлекать углеводородную фазу из донных осадков, с температурой начала кипения не ниже 28°С; температурой 90% отгона не выше 240°С, моющей способностью 76,8% при 20°С (Т - 120 мин) (таблица 1), которая вырабатывается на установке комплексной подготовки нефти по ТУ 0251-062-00151638-2006, или растворитель промышленный (РП), являющийся побочным продуктом процесса каталитического риформинга, представляющий собой смесь ароматических, нафтеновых и парафиновых углеводородов, с содержанием ароматических углеводородов не менее 8% (по массе), моющей способностью 85,6% при 20°С (Т - 120 мин), получаемый на нефтеперерабатывающей установке по ТУ 0258-007-06320171-2016.The oil is pumped out of the tank 1 through the
На практике обычно используют растворители, содержащие более тяжелые углеводороды, вследствие чего их эффективность в качестве растворителя парафинов ниже. Далее продолжают перемешивание смеси донных осадков и растворителя в течение 7-10 суток, после чего отстаивают смесь в течение 7-10 суток. Продолжительность перемешивания и отстаивания определяют по эффективности разделения смеси на жидкую углеводородную часть и остаток, которую определяют по уровню донных осадков через замерный люк 5, например, ручным способом при помощи рулетки с лотом или любым другим известным методом. По завершении перемешивания и отстаивания смеси донных осадков и растворителя объем жидкой углеводородной фазы составляет не менее двух объемов закачанного растворителя. Затем оценивают качество углеводородной фазы путем послойного отбора проб через каждые 0,3-0,5 м.In practice, solvents containing heavier hydrocarbons are commonly used, as a result of which their effectiveness as a solvent for paraffins is lower. Then continue stirring the mixture of bottom sediments and solvent for 7-10 days, after which they defend the mixture for 7-10 days. The duration of mixing and settling is determined by the effectiveness of the separation of the mixture into a liquid hydrocarbon part and the residue, which is determined by the level of bottom sediments through the gauge hatch 5, for example, manually using a tape measure with a lot or any other known method. Upon completion of mixing and settling of the mixture of bottom sediments and solvent, the volume of the liquid hydrocarbon phase is at least two volumes of the injected solvent. Then assess the quality of the hydrocarbon phase by layer-by-layer sampling every 0.3-0.5 m.
Качество углеводородной фазы оценивают по показателям массовой доли воды и механических примесей. Если массовая доля воды в жидкой углеводородной фазе составляет менее 5%, содержание мехпримесей менее 0,2%, то углеводородную фазу II откачивают с помощью насоса откачки 4 на выход блока предварительного обезвоживания 6 для смешения с предварительно обезвоженной нефтью. При этом объемная доля жидкой углеводородной фазы в смеси с предварительно обезвоженной нефтью не должна превышать 10%.The quality of the hydrocarbon phase is estimated by the indicators of the mass fraction of water and mechanical impurities. If the mass fraction of water in the liquid hydrocarbon phase is less than 5%, the content of mechanical impurities is less than 0.2%, then the hydrocarbon phase II is pumped out using a
Если массовая доля воды в жидкой углеводородной фазе составляет более 5%, содержание мехпримесей менее 0,2%, то углеводородную фазу II откачивают на вход блока предварительного обезвоживания 6 для смешения с продукцией скважин и последующего предварительного обезвоживания. При этом объемная доля жидкой углеводородной фазы в смеси с продукцией скважин не должна превышать 10% от объема поступающей эмульсии (без учета «свободной воды»).If the mass fraction of water in the liquid hydrocarbon phase is more than 5%, the content of mechanical impurities is less than 0.2%, then the hydrocarbon phase II is pumped to the inlet of the
Пример конкретного выполнения предлагаемого способа.An example of a specific implementation of the proposed method.
На товарном парке из резервуара через насос откачали нефть до минимального уровня, при котором возможна работа перемешивающего устройства. В качестве перемешивающего устройства применили устройство для размыва донных отложений типа «Тайфун». Определили объем и состав донных осадков. Объем составил 1023 м3. Состав донных осадков следующий: массовая доля воды - 6,9%, мехпримесей - 1,7%, асфальтенов - 1,8%, парафинов - 23,9%, смол - 9,7%, масла - 56%. Затем включили перемешивающее устройство и начали подачу в резервуар через штуцер РПН или РП в количестве 280 м3. Закачку растворителя осуществляли в область пропеллера перемешивающего устройства при постоянном перемешивании донных осадков и растворителя. После закачки растворителя в полном объеме перемешивание было продолжено в течение 7 суток. После остановки перемешивающего устройства смесь донных осадков с растворителем отстаивали в течение 7 суток. Затем выполнили отбор проб жидкой углеводородной фазы по уровням резервуара с интервалом 0,5 м. Установлено, что в пробах с уровней в диапазоне 2,5-4 м массовая доля воды составила 0,26-0,6%, массовая доля мехпримесей - 0,04%. В пробе с уровня 2 м массовая доля воды составила 15,5%, массовая доля мехпримесей - 0,18%. В пробе с уровня 1,9 м массовая доля воды составила 19,1%, массовая доля мехпримесей - 0,41%. Выполнена откачка жидкой углеводородной фазы до уровня 2 м. Доля извлеченной из донных осадков углеводородной фазы составила 503 м3 (без учета объема растворителя). Объем донных осадков снизился до 520 м3, т.е. в 1,97 раза. Остаток представляет собой концентрат мехпримесей, воды и высокомолекулярных компонентов. Его направили на установку переработки донных осадков. Реализация технологии позволила извлечь дополнительно 397 т нефти. Экономический эффект мероприятия составил 4293,3 тыс. р.At the product park, oil was pumped out of the tank through the pump to the minimum level at which the mixing device can work. As a mixing device, a device was used to wash out bottom sediments such as "Typhoon". Determined the volume and composition of bottom sediments. The volume was 1023 m 3 . The composition of bottom sediments is as follows: mass fraction of water - 6.9%, mechanical impurities - 1.7%, asphaltenes - 1.8%, paraffins - 23.9%, resins - 9.7%, oils - 56%. Then they switched on the mixing device and started feeding into the tank through the RPN or RP nipple in the amount of 280 m 3 . The solvent was pumped into the propeller area of the mixing device with constant mixing of bottom sediments and solvent. After the solvent was fully injected, stirring was continued for 7 days. After stopping the mixing device, the mixture of bottom sediments with solvent was settled for 7 days. Then, sampling of the liquid hydrocarbon phase was performed at reservoir levels with an interval of 0.5 m. It was established that in samples from levels in the range of 2.5–4 m, the mass fraction of water was 0.26–0.6%, the mass fraction of mechanical impurities was 0 , 04%. In the sample from the level of 2 m, the mass fraction of water was 15.5%, the mass fraction of mechanical impurities - 0.18%. In the sample from the level of 1.9 m, the mass fraction of water was 19.1%, the mass fraction of mechanical impurities - 0.41%. The liquid hydrocarbon phase was pumped to the level of 2 m. The share of the hydrocarbon phase extracted from the bottom sediments was 503 m 3 (without taking into account the solvent volume). The volume of bottom sediments decreased to 520 m 3 , i.e. 1.97 times. The residue is a concentrate of mechanical impurities, water and high-molecular components. He was sent to the installation processing the bottom sediments. The implementation of the technology allowed to extract an additional 397 tons of oil. The economic effect of the event was 4,293.3 thousand rubles.
Предлагаемый способ обработки донных осадков в резервуаре имеет следующие преимущества:The proposed method of processing bottom sediments in the tank has the following advantages:
- во-первых, позволяет извлечь дополнительный объем нефти из донных осадков и снизить потери ценного углеводородного сырья;- firstly, it allows extracting additional volume of oil from bottom sediments and reducing losses of valuable hydrocarbon raw materials;
- во-вторых, позволяет получить жидкую углеводородную фазу с низким содержанием мехпримесей и воды;- secondly, it allows to obtain a liquid hydrocarbon phase with a low content of mechanical impurities and water;
- в-третьих, повышает производительность работы резервуара;- thirdly, increases the performance of the tank;
- в-четвертых, расширяет технологические возможности способа за счет использования в качестве растворителя продукта собственного производства;- fourthly, it expands the technological capabilities of the method by using the product of its own production as a solvent;
- в-пятых, снижает энергозатраты и расходы на очистку резервуара и утилизацию донных осадков.- fifthly, it reduces energy consumption and the cost of cleaning the tank and disposing of bottom sediments.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2018135816A RU2694770C1 (en) | 2018-10-09 | 2018-10-09 | Method for processing bottom sediments in a reservoir |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2018135816A RU2694770C1 (en) | 2018-10-09 | 2018-10-09 | Method for processing bottom sediments in a reservoir |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2694770C1 true RU2694770C1 (en) | 2019-07-16 |
Family
ID=67309383
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2018135816A RU2694770C1 (en) | 2018-10-09 | 2018-10-09 | Method for processing bottom sediments in a reservoir |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2694770C1 (en) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2773848C1 (en) * | 2021-01-29 | 2022-06-14 | Общество с ограниченной ответственностью "ТРАНСМЕЛЕКС" (ООО "ТРАНСМЕЛЕКС") | Method for cleaning the inner surface of a tank |
Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4017377A (en) * | 1974-04-19 | 1977-04-12 | Fairbanks Jr John B | Process and fluid media for treatment of tar sands to recover oil |
US4357175A (en) * | 1980-04-10 | 1982-11-02 | Stauffer Chemical Company | Process for cleaning the interiors of vessels |
RU2047647C1 (en) * | 1991-02-19 | 1995-11-10 | Мамлеев Рамиль Акрамович | Method of rupture of stable water-oil emulsion |
RU2314882C2 (en) * | 2006-02-26 | 2008-01-20 | Хатмулла Габдуллович Гильманов | Method used of cleansing of the tank from the bottom sediments and the device for the method realization |
RU2683742C1 (en) * | 2017-12-20 | 2019-04-01 | Публичное акционерное общество "Транснефть" (ПАО "Транснефть") | Method for cleaning the inner surface of tanks from bottom sediments using chemical reagents |
-
2018
- 2018-10-09 RU RU2018135816A patent/RU2694770C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4017377A (en) * | 1974-04-19 | 1977-04-12 | Fairbanks Jr John B | Process and fluid media for treatment of tar sands to recover oil |
US4357175A (en) * | 1980-04-10 | 1982-11-02 | Stauffer Chemical Company | Process for cleaning the interiors of vessels |
RU2047647C1 (en) * | 1991-02-19 | 1995-11-10 | Мамлеев Рамиль Акрамович | Method of rupture of stable water-oil emulsion |
RU2314882C2 (en) * | 2006-02-26 | 2008-01-20 | Хатмулла Габдуллович Гильманов | Method used of cleansing of the tank from the bottom sediments and the device for the method realization |
RU2683742C1 (en) * | 2017-12-20 | 2019-04-01 | Публичное акционерное общество "Транснефть" (ПАО "Транснефть") | Method for cleaning the inner surface of tanks from bottom sediments using chemical reagents |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2773848C1 (en) * | 2021-01-29 | 2022-06-14 | Общество с ограниченной ответственностью "ТРАНСМЕЛЕКС" (ООО "ТРАНСМЕЛЕКС") | Method for cleaning the inner surface of a tank |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN108203592B (en) | Crude oil desalting and dewatering equipment and application thereof | |
CN103805227A (en) | Pre-treatment process method of high acid crude oil | |
CN110104728B (en) | Method and device for treating dirty oil by ultrasonic sulfur-containing sewage | |
RU2694770C1 (en) | Method for processing bottom sediments in a reservoir | |
RU2386663C1 (en) | Treatment method of oil emulsion of interlayers of capacitive equipment of preparation of oil and water | |
US2273915A (en) | Process of desalting petroleum | |
RU2499814C2 (en) | Apparatus and method of extracting heavy hydrocarbons from solvent stream | |
RU2527953C1 (en) | Method for treatment of interlayer emulsified oil in tanks and vessels for water and oil preparation | |
RU2683742C1 (en) | Method for cleaning the inner surface of tanks from bottom sediments using chemical reagents | |
CN110104704A (en) | A kind of method and device of sour water processing sump oil | |
CN206666453U (en) | A kind of coal tar pretreatment system | |
CN210085017U (en) | Ultrasonic device for treating dirty oil by sulfur-containing sewage | |
RU76252U1 (en) | OIL SLUDGES PROCESSING AND DISPOSAL PRODUCTION COMPLEX | |
CN205528619U (en) | Oil plant effluent oil treatment system | |
RU2277116C1 (en) | Oil desalting process | |
RU163564U1 (en) | DEVICE FOR CYCLIC CLEANING OF PLASTIC WATER IN OIL PRELIMINARY PREPARATIONS | |
JPS612790A (en) | Method of desalting crude oil | |
RU2442632C2 (en) | Method of reservoirs purification from oil sludge | |
RU2230771C2 (en) | Method of desalting and dehydrating heavy viscous crude oil and trapped petroleum product | |
RU2759496C1 (en) | Installation for stabilization, topping and dehydration of oil | |
RU2724726C1 (en) | Method for preparation of complicated oil emulsion and installation for implementation thereof | |
RU2525984C1 (en) | Electrical desalting unit | |
RU2397794C1 (en) | Method for field processing of paraffin oil | |
RU2164435C1 (en) | Plant for treatment of heavy asphalt-resinous oil | |
RU2671565C1 (en) | Method for processing intermediate layer stabilized by iron sulphide, using inhibited salt acid (options) |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20201010 |